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负荷调控技术探讨—可调节负荷资源参与电网调控的思考与技术实践

作者:宁剑 江长明 张哲等 来源:电力系统自动化 发布时间:2020-06-05 浏览:次
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近年来由于新能源占比持续攀升,电网结构和特性日趋复杂,“一日两难”调峰问题突出。冬季机组供热多和尖峰负荷特性等造成传统调节资源无法满足需求。而配网侧存在大量分散且容量较小的可调节负荷资源。营销部门的需求响应系统和调度部门的精准切负荷系统也汇聚了大量负荷以应对高峰平衡紧张或直流功率闭锁。5G通信及物联网技术的快速发展带动负荷的互联感知和可测可控成为现实,社会上出现了各类电网公司系统内外的负荷聚合商。若将以上资源纳入日常调控业务,将大幅提升电网调节能力和新能源消纳水平。

01

总体技术架构

可调节负荷需通过聚合商汇聚后再参与调控业务。而聚合商大多不具备调度数据网环境,因此需从调度大区出发,向外延伸至聚合商运营平台,总体技术架构如图1。当前社会上出现各类资源聚合商,主要分为电网公司系统内的运营商(包括电网公司业务部门建立的具备负荷聚合能力的平台)和电网公司系统外的社会第三方运营商。对于以上两种类型的聚合商,应根据其运营平台部署的网络环境,采取满足电网信息安全和网络安全专业要求的方式进行接入,互联网出口由电网公司信息专业统一管理以确保安全性。涉及传统调控核心业务的实时监视、预警及控制应用通过部署负荷调控平台与聚合商运营平台进行对接。

图1  总体技术架构示意图

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关键技术要点

2.1  负荷调控平台

负荷调控平台主体部署在调度侧并延伸到互联网区,是智能电网调度控制系统的一部分,承担负荷资源信息汇聚处理中心角色,可实现监视、控制和市场等业务数据在系统间的高效交互。它包括基础平台、数据采集、数据处理校验、模型数据存储、辅助分析决策、指令转发和控制效果评估及可视化展示等功能。它可满足传统调度自动化系统、聚合商运营平台、调控云和辅助服务市场等多系统间信息的“全面采集、可靠交互、按需提供”,实现可调节负荷运行态势的全景感知和分析控制。

2.2  通信传输

聚合商可根据运营平台实际选择101、104或476等传统调度规约,也可采用其他成熟的跨平台接口进行通信,如基于超文本传输安全协议(HTTPS)加密的Webservice通信技术。通过调度端和聚合商端互为客户/服务端,实现负荷调控平台和聚合商平台间的服务调用和数据交换。AGC指令等上下行数据在调度不同区域的传递采用消息转发和数据库同步等实现。聚合商运营平台应具备主备冗余的通信模块,聚合数据周期颗粒度不宜大于30 s,应通过合理的通道分配和数据保全机制,确保故障切换时不发生数据丢失和跳变。

2.3  全流程交互

调控机构与聚合商间的交互分为上行和下行通道。下行通道包括控制指令、计划值和市场出清等信息,上行通道包括聚合功率等实时数据和单体动/静态信息以及市场申报信息,总体流程如图2。AGC模块通过消息转发将指令发送到负荷调控平台,再下发至聚合商运营平台。聚合商将负荷实时功率等上送至负荷调控平台,再生成文本后发送到数据采集与监控(SCADA)模块解析并供AGC等核心模块使用。聚合类信息以约定的信息序位表定义。负荷单体的动/静态数据以电网通用模型描述规范(CIM/E)文件交互,静态模型采用变化触发方式,动态数据采用分钟级周期上送,由负荷调控平台自动触发模型和数据入库。

图2  总体数据流程

2.4  日前/日内全局优化

初期可以省内调峰市场切入,聚合商仅作为市场价格的接受者,后期再逐步参与市场报价,甚至参与省间市场。在日前/日内全局优化层面,可依照市场调用成本最小为优化目标,根据短期/超短期负荷预测,综合考虑系统平衡、机组和电网运行等常规约束,结合聚合商报价和聚合容量(考虑用户意愿)等信息,引入负荷资源的耗能或电池电量等约束,编制可调节负荷的理想用(放)电计划,如图3所示。参与低谷调峰时,负荷资源可依据上报的预测充放电功率或基础功率为基点,按报价排序依次调用,优先选择价格低的机组下调出力或价格低的负荷上调用电功率,直至满足系统平衡。

图3  全局优化框架

2.5  AGC

通过升级AGC控制模型,结合业务场景特点,制定最优负荷控制策略。初期可投全网调峰模式,随着资源规模扩大和响应性能提升,可选优质负荷投入调频或分区控制模式,如图4。聚合商需滚动上送可控容量、电池电量约束、负荷可调速率等,确保指令不危及设备安全。对于性能较好的资源,可根据类型制定聚合性能要求并计算性能指标。当不满足要求时初期可不进行考核,当超过要求时可计算AGC补偿以激励聚合商提升调节性能。聚合商应计算用户的调节贡献和响应性能作为依据传递AGC补偿作为分红。聚合商运营平台应以合理的策略分解AGC指令并下达。从运营平台收到总指令到终端收到分解指令的时延不应大于5 s。

图4  AGC建模及模式策略优化

03

实践案例

华北电网通过部署负荷调控平台,先后实现了与3家聚合商(国网电动汽车公司、国网冀北综合能源公司和特来电新能源公司)共6个资源主体(电动汽车、分布式储能、虚拟电厂、电采暖和V2G等)的接入。2019年5月31日,在国内率先实现了调度侧与电动汽车运营平台的互联感知和充电负荷的AGC调节;2020年4月14日,首次通过V2G充电桩实现对电动汽车的双向功率控制。该技术路线陆续支撑了上述聚合商参与华北调峰辅助服务市场。

以2019年的168 h试验为例,华北电网连续7日对电动汽车集群(北京西八里庄充电站)和分布式储能集群(北京丽贝亚大厦和人济大厦储能)进行AGC闭环控制。期间指令跟踪情况较好,显示出负荷资源的优质调节性能,如视频所示。

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结语与展望

本实践表明可调节负荷资源参与电网调控在技术上具备可行性。推动源网荷协同互动是建设能源互联网的重要途径,对推动新能源充电桩等“新基建”产业发展具有重要意义。但实现负荷灵活响应电网调节需求,还有如下技术问题需解决。

1)负荷的功率数据精度和实时性、跟踪响应性能尚不完全满足要求,需进一步提升终端设备技术水平。

2)负荷资源与传统资源在日内/日前协同参与调峰、调频和事故处置时的协调控制策略有待深化应用。

3)负荷数据稽查手段有待加强,需深化调度与营销数据对接,甄别数据作假,避免对运行和市场的干扰。

4)聚合商滚动聚合策略需进一步优化,实时计算功率可控安全域,最大程度实现资源调节能力的聚合调用。

5)优化拓展现有的需求响应系统和精准切负荷系统,将已汇聚负荷的“可切”属性变为“可调”属性。

关键字:储能系统

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